POLITYKA ENERGETYCZNA Tom 15 G Zeszyt 4 G 2012
ISSN 1429-6675
Lucyna WIÊC£AW-SOLNY*, Adam TATARCZUK**, Aleksander KRÓTKI**, Andrzej WILK**, Dariusz ŒPIEWAK**
Dotrzymaæ kroku polityce energetyczno-klimatycznej UE – postêp badañ procesów usuwania CO
2z gazów spalinowych
STRESZCZENIE. Konsekwencj¹ przyjêtej polityki „klimatycznej” UE (Pakiet klimatyczny – 3*20), maj¹cej na celu obni¿enie emisji gazów cieplarnianych szczególnie z du¿ych Ÿróde³ energe- tyki zawodowej bêdzie wzrost kosztów wytwarzania energii elektrycznej obarczonej dodat- kowymi kosztami zakupu pozwoleñ do emisji CO2– EUA oraz wprowadzania technologii niskoemisyjnych w tym CCS (Carbon Capture and Storage). Kluczowym elementem dla sektora energetycznego staje siê rozwój wysokosprawnych niskoemisyjnych technologii wêglowych do zastosowania w energetyce zawodowej w najbli¿szej perspektywie czasowej oraz poznanie stopnia rozwoju technologii pozwalaj¹cych na redukcjê emisji CO2ze spalin.
W artykule przedstawiono krótki przegl¹d informacji na temat stopnia rozwoju technologii pozwalaj¹cych na redukcjê emisji CO2z procesów generacji energii elektrycznej w klasycz- nych blokach wêglowych oraz postêpu badañ nad procesami usuwania CO2 ze spalin na œwiecie. W opracowaniu przedstawiono równie¿ wstêpne wyniki badañ procesu usuwania CO2z gazów metod¹ absorpcji chemicznej w wodnym roztworze 30% monoetanoloaminy MEA – wp³yw wybranych parametrów procesowych (stosunek L/G) na sprawnoœæ usuwania CO2. Badania realizowane s¹ w Instytucie Chemicznej Przeróbki Wêgla w Zabrzu, w ramach Zadania nr 1: Opracowanie technologii dla wysokosprawnych „zero-emisyjnych” bloków wêglowych zintegrowanych z wychwytem CO2ze spalin, Strategicznego Programu Badaw- czego – Zaawansowane technologie pozyskiwania energii.
S£OWA KLUCZOWE: emisja CO2, usuwanie CO2, CCS – Carbon Capture and Storage, monoeta- noloamina – MEA, pakiet klimatyczny, Strategiczny Program Badawczy
* Dr in¿., ** Mgr in¿. – Instytut Chemicznej Przeróbki Wêgla
Wprowadzenie
Polityka UE i przyjêty w 2008 roku pakiet energetyczno-klimatyczny obliguje kraje cz³onkowskie do realizacji zamierzonych celów, jakimi s¹ (Fr¹czek 2010; Malko 2012):
G rozwój wysoko sprawnych i niskoemisyjnych technologii energetycznych, G ograniczenie zu¿ycia surowców energetycznych,
G zwiêkszenie efektywnoœci energetycznej.
Wprowadzone mechanizmy, w tym system handlu emisjami (ETS), faworyzuj¹ nisko- emisyjne procesy energetyczne oparte na gazie i odnawialnych Ÿród³ach energii natomiast dyskryminuj¹ konwencjonaln¹ energetykê opart¹ na „brudnym” wêglu (¯mijewski 2011).
St¹d w ostatnich latach zaobserwowaæ mo¿na zmianê struktury paliwowej w krajach UE.
Ogólnie zaobserwowaæ mo¿na wycofywanie siê wielu krajów z energetyki wêglowej na rzecz gazu ziemnego, charakteryzuj¹cego siê o po³owê ni¿sz¹ emisj¹ CO2 na jednostkê generowanej energii elektrycznej. Istniej¹ jednak kraje w UE takie jak Polska, gdzie wêgiel pe³ni rolê gwaranta bezpieczeñstwa energetycznego. Obserwuj¹c prognozy wzrostu zapo- trzebowania na energiê, pomijaj¹c obserwowane w krajach UE trendy sterowane unijn¹ polityk¹ energetyczno-klimatyczn¹ mo¿na stwierdziæ, ¿e wêgiel jako noœnik energii pier- wotnej nie straci swojej pozycji w œwiecie, a w krajach rozwijaj¹cych siê zu¿ycie wêgla znacz¹co wzroœnie. Zgodnie z prognozami w 2035 roku Chiny utrzymaj¹ pozycjê lidera w œwiatowym zu¿yciu wêgla, Indie zajm¹ drug¹ pozycjê wyprzedzaj¹c Stany Zjednoczone, a na czwartym miejscu uplasuje siê Indonezja (Lorenz 2011).
W przypadku specyfiki krajowego sektora energetycznego opartego na wêglu, pomimo inwestycji w OZE i w bloki gazowo-parowe, nie nale¿y spodziewaæ siê drastycznej zmiany struktury paliwowej w najbli¿szej perspektywie czasowej. Oznacza to, ¿e dla zapewnienia bezpieczeñstwa energetycznego kraju, przy równoczesnym spe³nieniu wymagañ polityki klimatycznej UE, krajowy sektor energetyczny zmuszony jest w inwestowanie w wysoko sprawne niskoemisyjne technologie wêglowe. Zgodnie z prognoz¹ zapotrzebowania na energiê elektryczn¹ w 2030 r. niezbêdne bêdzie zwiêkszenie mocy zainstalowanej do oko³o 45 GW, co odpowiada koniecznoœci wybudowania dodatkowo oko³o 10 GW nowych mocy w elektrowniach, poza elektrowniami wiatrowymi (Maciejewski 2011). Obowi¹zuj¹cy system handlu emisjami (obowi¹zek zakupu EUA) i koniecznoœæ inwestycji w nowe tech- nologie obni¿aj¹ce emisjê ditlenku wêgla znacz¹co wp³ywa na dzia³alnoœæ krajowego sektora energetycznego, istotnie podnosz¹c jego koszty. Dla sprostania wymaganiom klima- tycznym jednym z rozwi¹zañ proponowanych przez Komisjê Europejsk¹ dla energetyki wêglowej jest zastosowanie technologii CCS (Carbon Capture and Transport), pozwala- j¹cych na redukcjê emisji CO2z klasycznych bloków wêglowych, zak³adaj¹c oczywiœcie uzyskanie odpowiedniego poziomu dojrza³oœci komercyjnej proponowanych technologii.
W prezentowanym artykule skupiono siê na procesach wychwytu ditlenku wêgla z gazów spalinowych jako bezpoœrednio zwi¹zanych z procesem wytwarzania energii elektrycznej i wymagaj¹cych pewnej integracji z blokiem energetycznym (¯mijewski 2011).
1. Stopieñ rozwoju technologii usuwania CO
2z gazów spalinowych
W przypadku klasycznych bloków energetycznych, w których paliwo poddawane jest spaleniu a emisja CO2odbywa siê poprzez emisjê spalin do atmosfery, w celu jej redukcji mo¿emy zastosowañ metody Post-Combustion Capture – wychwytu CO2ze spalin. Z uwagi na specyfikê spalin (ciœnienie atmosferyczne, stê¿enie CO2do 15%, zawartoœæ zanieczysz- czeñ w postaci SOx, NOx, py³y), na obecnym etapie rozwoju procesów wychwytu CO2do zastosowania w blokach wêglowych mo¿e znaleŸæ proces absorpcji ditlenku wêgla, realizo- wany przede wszystkim za pomoc¹ roztworów amin. Proces absorpcji wykorzystuj¹cy absorbenty aminowe, opracowany zosta³ do usuwania H2S i CO2, z gazu ziemnego, a nas- têpnie przystosowano go do pozyskiwania ditlenku wêgla, w celu uwêglania solanek, produkcji suchego lodu, zastosowañ spo¿ywczych oraz intensyfikacji wydobycia ropy naftowej. Istniej¹ce instalacje wychwytu CO2metod¹ aminow¹ s¹ z regu³y znacznie mniej- sze, ni¿ wymaga³aby tego skala energetyki. Obecnie minimalna wielkoœæ budowanych bloków wêglowych wynosi 500 MWe, co odpowiada emisji oko³o 3,5 mln ton CO2rocznie, a dotychczasowe doœwiadczenia eksploatacyjne w przemyœle chemicznym nie przekraczaj¹ skali pojedynczego ci¹gu 500 t CO2/d.
Dow Chemical Co. (proces przejêty póŸniej przez Fluor Daniel Inc.), Kerr-McGee Chemical Corp. i ABB Lummus Crest Inc. odegra³y kluczow¹ rolê w rozwoju technologii usuwania CO2z gazów przy zastosowaniu sorbentów aminowych. Technologia ta pozwala na usuniêcie oko³o 75–96% CO2 i uzyskanie prawie czystego strumienia CO2 (>99%).
Do komercyjnie dostêpnych technologii separacji CO2, stosowanych g³ównie w instalacjach chemicznych i petrochemicznych nale¿¹: Econamine FG/Econamine FG plus oferowane przez Fluor, ABB Lummus Crest MEA, Mitsubishi Heavy Industries i Kansai Electric Power (tab. 1).
Analizuj¹c dostêpne informacje na temat prowadzonych i planowanych projektów ba- dawczych procesów usuwania CO2ze strumieni gazowych – w tym równie¿ ze spalin – wnioskowaæ mo¿na, ¿e do grona potencjalnych przysz³ych dostawców technologii separacji CO2mo¿na zaliczyæ: Alstom (oferuj¹cy wraz z Dow Chemical Company proces Advenced Amine Process, oraz Chilled Amonia Process-ACAP), Aker Clean Carbon, Linde, Doosan Babcock Energy wraz z HTC Purenergy, Siemens Energy (z procesem POSTCAP Amino Acid Salt), Hitachi, Powerspan Corporation (z procesem „ECO2™”).
Zgodnie z tabel¹ 1 roztwory absorbentów oparte na MEA wymagaj¹ energii regeneracji na poziomie 3–6 MJ/kg CO2. Celem badañ jest redukcja tej wartoœci poni¿ej 3 MJ/kg CO2. W literaturze tematu dostêpne s¹ wyniki badañ pilotowych (w skali do 25 MW), w których uzyskano redukcjê zapotrzebowania energii do regeneracji specjalnie komponowanych sorbentów aminowych, do poziomu 2,8–2,44 MJ /kg CO2, a nawet mniej (Raport Global CCS Institute 2012; Svendsena i in. 2011; Iimija 2011).
Kerr-McGee/ ABB Lummus
Kerr-McGee uruchomi³ pierwsz¹ instalacjê wy³apuj¹c¹ CO2o wydajnoœci 800 t/d w roku 1978. By³a ona czêœci¹ elektrowni o nazwie Trona, produkuj¹cej energiê ze spalania gazu ziemnego, wêgla i koksu. Opisywany proces by³ wielokrotnie udoskonalany pod wzglêdem niezawodnoœci i op³acalnoœci. Pod koniec lat dziewiêædziesi¹tych Kerr-McGee i Lummus Global podpisali umowê, na mocy której Lummus otrzyma³ na wy³¹cznoœæ prawa do opracowanej przez Kerr-McGee’s technologii wychwytu CO2i komercyjnych projektów bazowych, natomiast Kerr-McGee pozostawi³ sobie prawa do transferu technologii, dosko- nalenia procesu, kontroli jakoœci, szkoleñ operatorów i licencjonowania. Proces aminowy bêd¹cy w³asnoœci¹ Kerr-McGee/ABB Lummus wykorzystuje wodny (15–20%) roztwór MEA bez ¿adnych inhibitorów. Technologia ta pozwala na wychwyt ponad 96% CO2 ze strumienia spalin. Niska koncentracja sorbentu poci¹ga za sob¹ wysokie koszty in- westycyjne spowodowane du¿ymi gabarytami aparatury, wysokimi kosztami ruchowymi oraz du¿¹ energoch³onnoœci¹ procesu.
Econamine FG (Fluor)
Dow Chemical i Union Carbide stworzyli na prze³omie lat siedemdziesi¹tych i osiem- dziesi¹tych technologiê absorpcyjnego usuwania CO2 opart¹ na 30% roztworze MEA, TABELA1. Zestawienie komercyjnie dostêpnych technologii usuwania CO2wraz ze wskaŸnikami
zu¿ycia mediów
TABLE1. Performance of processes for CO2-separation from flue gas
Kerr-McGee/ABB
Lummus Crest Process EconamineTM Mitsubishi KS-1
Licensor ABB Lummus Fluor Daniel
Kansai Electric Power and Mitsubishi Heavy
Industries. Ltd.
Para do regeneracji rozpuszczalnika (3 Bar. G.)
2,3–3,0 t/tCO2 (5,0–6,5 GJ/tCO2)
1,94 t/tCO2 (4,2 GJ/tCO2)
1,50 t/tCO2 (3,2 GJ/tCO2) Szybkoœæ przep³ywu
rozpuszczalnika 25 m3/t CO2 17 m3/t CO2 1 m3/t CO2
Zu¿ycie energii 100–300 kWh/t CO2 110 kWh/t CO2(GTCC) 110 kWh/t CO2(PCF)
11 kWh/t CO2(PCF)
Woda ch³odz¹ca 75–150 m3/t CO2 165 m
3/t CO2
(DT = 10°C) 150 m3/t CO2 Zu¿ycie rozpuszczalnika 0,45 kg/t CO2 1,50–2,00 kg/t CO2 0,35 kg/t CO2
Tolerancja wobec SO2 <100ppm <10ppm <10ppm
ród³o: Bailey, Feron 2005
zawieraj¹cym inhibitory, wykorzystywanym g³ównie do uzyskiwania CO2 na potrzeby procesów EOR. W latach 1982–1986 uruchomiono w Zachodnim Teksasie kilka instalacji, które zosta³y zamkniête w 1986 na skutek dramatycznego spadku cen ropy naftowej.
Technologia ta zosta³a sprzedana w 1989 roku firmie Fluor Daniel, a nowy w³aœciciel zmieni³ nazwê z GAS/SPEC FT-1TM na Econamine FGSM. Uruchomiono kilkanaœcie komercyjnych instalacji (320 t CO2/d w Bellingham (rys. 1), Massachusetts dla Northeast Energy Associates, 150 t CO2/d dla Sumitomo Chemical w Chiba, Japonia i 90 t CO2/d dla Prosint Produtos Sintéticos w Rio de Janeiro, Brazylia). Wiêkszoœæ tych wielkoska- lowych instalacji s³u¿y do dzisiaj do wychwytywania CO2ze strumienia pochodz¹cego ze spalania gazu ziemnego. Wyj¹tek stanowi fabryka Sumitomo, w której spala siê ró¿nego typu paliwa, w tym równie¿ ciê¿ki olej opa³owy. Firma Fluor zaprojektowa³a równie¿
instalacjê wykorzystuj¹c¹ omawian¹ technologiê dla Warrior Run Power Plant w stanie Maryland, uruchomion¹ w lutym 2000 r. W instalacji tej ditlenek wêgla wychwytywany jest z czêœci strumienia spalin pochodz¹cych z kot³a fluidalnego elektrowni o mocy 180 MWe.
Uzyskiwany w ten sposób CO2 jest wykorzystywany m. in. w przetwórstwie ¿ywnoœci.
Obecnie Fluor jest w posiadaniu ulepszonej wersji technologii o nazwie Fluor Econamine FG Plus.
Advanced Amine Process (AAP)
Dow Chemical opracowa³ równie¿ technologiê opart¹ na rozpuszczalniku UCARSOL (mieszaninie amin z dodatkami), wykorzystywan¹ do usuwania CO2z gazów spalinowych.
Rozpuszczalnik zosta³ przebadany na instalacjach pilotowych usuwaj¹cych CO2ze spalin w elektrowni (The AAP South Charleston Pilot Plant). Obecnie technologia AAP w zop- tymalizowanej postaci jest oferowana na rynku wspólnie z firm¹ Alstom (firm¹ projek- towo-wykonawcz¹) pod nazw¹ Advanced Amine Process (AAP). W procesie AAP stosuje siê rozpuszczalnik aminowy – advanced amine solvent, UCARSOLTM FGC, firmy Dow
Rys. 1. Widok instalacji Econamine FGSM– Bellingham (Reddy, Gilmartin 2008) Fig. 1. View of Econamine FGSMplant in Bellingham (Reddy, Gilmartin 2008)
opracowany specjalnie dla usuwania CO2 z gazów spalinowych, co pozwoli³o na zopty- malizowanie zu¿ycia energii do regeneracji. Proces ten zosta³ wstêpnie wybrany w projekcie budowy demonstracyjnej instalacji w Elektrowni Be³chatów.
Mitsubishi Heavy Industries MHI i Kansai Electric Power
W oferowanym procesie stosuje siê nowo opracowane rozpuszczalniki oparte na ami- nach z zawad¹ steryczn¹ (przestrzennie rozbudowane podstawniki) (KS-1, KS-2 i KS-3) o ni¿szej temperaturze regeneracji i mniejszym cieple absorpcji w porównaniu z MEA.
Pierwsz¹ komercyjn¹ instalacj¹ wykorzystuj¹c¹ aminê KS-1 jest zak³ad nawozów sztucz- nych Petronas Fertiliser Kedah Sbn Bhd’s w Malezji. Pracuje on od 1999 roku. W kwietniu 2005 licencja zosta³a wykupiona przez dwa zak³ady nawozów w Indiach, które mog¹ wychwyciæ 450 ton CO2dziennie, co czyni je najwiêkszymi na œwiecie. Doœwiadczenie MHI w zakresie komercyjnych instalacji wychwytu CO2 pochodz¹cego g³ównie z instalacji chemicznych oraz spalania gazu ziemnego zobrazowano na rysunku 2 (Prezentacja MHI, 2011). Uzyskane doœwiadczenie w pracy takich instalacji umo¿liwi³o przygotowanie pro- jektów du¿ych instalacji wychwytu CO2 po spalaniu gazu ziemnego w kotle lub turbinie gazowej, w jednym ci¹gu technologicznym o wydajnoœci 3000 ton na dobê. Instalacja taka jest w komercyjnej ofercie firmy, wraz z gwarancjami.
MHI przygotowuje równie¿ ofertê rozwi¹zañ instalacji wychwytu CO2dla zastosowañ w energetyce wêglowej. W ramach badañ procesu dla spalin z kot³a wêglowego, przepro- wadzono testy w skali 10 t/dobê, uzyskuj¹c czas eksploatacji 6000 godzin. Uzyskane wyniki wskazuj¹, ¿e istotne znaczenie dla procesu ma wstêpne oczyszczenie spalin przed wejœciem do instalacji usuwania CO2.
Kolejnym etapem prac nad opracowaniem rozwi¹zania instalacji wychwytu CO2 ze spalin kot³ów wêglowych s¹ badania w skali demonstracyjnej – 500 ton CO2/dobê. MHI jest obok EPRI i Southern Company partnerem projektu który integruje w pe³ni proces CCS tzn.
wychwyt i sk³adowanie wydzielonego CO2w formacji solankowej oraz na pobliskim polu naftowym. Projekt zlokalizowany w Alabama Power, James M. Barry Electric Generating Plant w czêœci usuwania CO2ze spalin oparty jest na technologii MHI – KM-CDR Improved
Rys. 2. Doœwiadczenie MHI w realizacji komercyjnych instalacji wychwytu CO2– spalanie gazu ziemnego (Prezentacja MHI 2011)
Fig. 2. MHI Commercial CO2 Capture Plant – natural gas (Prezentacja MHI 2011)
ProcessTM. Widok instalacji przedstawiono na rysunku 3 – jej rozruch nast¹pi³ w czerwcu 2011 r.
W procesie tym wykorzystywany jest opatentowany rozpuszczalnik KS-1TM. Tylko do koñca sierpnia 2011 instalacja przepracowa³a 1612 godzin, wychwycono 28 680 ton CO2, a odnotowane zu¿ycie pary wynios³o 0,98 ton/ tonê CO2(wczeœniej 1,3 ton/ tonê CO2).
Nale¿y zaznaczyæ, ¿e projekt w Alabama Power oparty na technologii MHI – KM-CDR Improved ProcessTM jest najwiêksz¹ instalacj¹ CCS pracuj¹c¹ na bloku wêglowym na œwiecie, a wydajnoœæ instalacji CCS odpowiada mocy jedynie 25 MW.
Dotychczasowe doœwiadczenia oraz rozwój procesów opartych na rozpuszczalniku MHI znanym pod nazw¹ KS-1 pozwoli³y na odniesienie uzyskanych wyników do procesu opartego na MEA (tab. 2) (Prezentacja MHI, 2011, www.mhi.co.jp). Przedstawione
Rys. 3. Widok instalacji demonstarcyjnej usuwania CO2o wydajnoœci 500 ton/dobê, z zastosowaniem procesu KM-CDR Improved ProcessTM
www.southerncompany.com/planetpower/demonstration_carboncapture.aspx Fig. 3.The 500 tpd demonstation CCS plant view, KM-CDR Improved ProcessTM
TABELA2. Porównanie procesów z zastosowaniem rozpuszczalników MEA oraz KS-1 TABLE2. Process comparison MEA vs KS-1 Solvent
MEA* Konwencjonalny proces MHI **
Prêdkoœæ cyrkulacji roztworu 1 0,6
Energia regeneracji 1 0,8
Degradacja rozpuszczalnika 1 0,1
Utrata rozpuszczalnika 1 0,1
Inhibitor korozji tak nie
** Oparte na danych z testowej instalacji w Nanko.
** Zastosowane i sprawdzone w komercyjnych instalacjach MHI wychwytywania CO2.
porównanie wskazuje na mo¿liwe oszczêdnoœci zarówno w zu¿yciach mediów jak i kosz- tów eksploatacyjnych instalacji opartych na rozpuszczalniku KS1 w porównaniu do klasycznej MEA. Przy zastosowaniu konwencjonalnego procesu MHI mo¿emy zaosz- czêdziæ 15% energii potrzebnej do regeneracji sorbentu, co oznacza znacznie mniejsze zapotrzebowanie na parê pochodz¹c¹ z upustu turbiny. Dane wskazuj¹ równie¿ na mniej- sze zu¿ycie energii elektrycznej do napêdu pomp roztworu. Wa¿n¹ zalet¹ tego procesu jest równie¿ mniejsza strata rozpuszczalnika. Dostêpne informacje wskazuj¹ na dalsze mo¿liwoœci rozwoju tej technologii, szczególnie w kierunku zmniejszenia zu¿ycia mediów energetycznych.
Zgodnie z danymi uzyskanymi na instalacji pilotowej w Nanko Power Plant, odno- towano zu¿ycie energii cieplnej na potrzeby regeneracji sorbentu na poziomie 2,44 MJ/kg CO2(Iijima i in.2011).
Badania procesu wychwytu CO2ze spalin prowadzone w ramach Programu Strategicznego
Instytut Chemicznej Przeróbki Wêgla w Zabrzu od kilku lat intensywnie zajmuje siê zagadnieniami usuwania ditlenku wêgla z gazów przemys³owych. Posiadaj¹c odpowiednie zaplecze kadrowe i aparaturowe ICHPW podj¹³ siê – w ramach realizacji Programu Stra- tegicznego Zaawansowane Technologie Pozyskiwania Energii – badañ procesu wychwytu CO2 na drodze absorpcji chemicznej w roztworach amin. W instytucie prowadzone s¹ badania sorbentów aminowych (Wilk i in. 2012), jak równie¿ badania samego procesu usuwania CO2 z gazów. Do tej pory przebadano pod k¹tem kinetyk i równowag absorp- cyjnych uk³ady mieszanin aminowych o nastêpuj¹cych sk³adach:
G 30% MEA – jako roztwór referencyjny, G MEA/MDEA/ciecz organiczna/aktywator/H2O,
G amina pierwszorzêdowa/amina z zawad¹ steryczn¹/ciecz organiczna/aktywator/H2O, G amina z zawad¹ steryczn¹/amina trzeciorzêdowa/ciecz organiczna/aktywator/H2O, G MEA, ciecz jonowa,
co odpowiada obserwowanym trendom badawczym w œwiecie.
Badania procesu wychwytu CO2prowadzone s¹ na stanowisku laboratoryjnym (rys. 4), pozwalaj¹c na prowadzenie badañ procesu absorpcji CO2z mieszanin gazowych kompo- nowanych w warunkach laboratoryjnych z czystych gazów, b¹dŸ te¿ ze spalin pochodz¹cych z procesów spalania dowolnych paliw po pod³¹czeniu instalacji do emitera spalin.
Na szczyt kolumny absorpcyjnej (1) podawany jest zregenerowany roztwór absorbentu, natomiast z do³u kolumny odbierany jest nasycony roztwór absorbentu. Roztwór nasycony jest t³oczony pomp¹ (7) poprzez filtr (11) do wymiennika ciep³a (4) i jest wprowadzany na szczyt desorbera (2). W desorberze nastêpuje desorpcja CO2 na skutek ogrzewania roztworu nasyconego oparami z do³u kolumny. Roztwór w desorberze (2) ogrzewany jest przy u¿yciu podgrzewacza elektrycznego, nastêpnie przep³ywa przez ch³odnicê (5) i wp³ywa na szczyt kolumny absorpcyjnej. Natomiast ogrzany w wymienniku (4) strumieñ nasyconego roztworu trafia na szczyt desorbera (2). Mieszanina parowo-gazowa CO2 i H2O, ze szczytu desorbera (2) kierowana jest do skraplacza (8), a nastêpnie do separatora.
Kondensat jest odprowadzany na dó³ desorbera (2) poprzez zamkniêcie barometryczne.
Wydzielony CO2 przep³ywa przez licznik gazu i odprowadzany jest do wyci¹gu. Ubytki sorbentu uzupe³nia siê okresowo ze zbiornika roztworu absorpcyjnego (6).
W ramach przeprowadzonych testów badaniom poddano strumieñ doprowadzanego gazu na poziomie 6 i 5 mn3/h, o stê¿eniu CO212 – 15% vol, natê¿enie przep³ywu roztworu absorpcyjnego – wodny roztwór 30% MEA, zmieniano w zakresie 20 – 60 dm3/h, natomiast moc grza³ki elektrycznej kolumny desorpcyjnej w zakresie 1,5 – 3 kW.
Na rysunkach 5–7 przedstawiono wykresy uzyskanych zale¿noœci sprawnoœci usuwania CO2i zu¿ycia energii w procesie desorpcji od stosunku L/G [kg ciek³ego sorbentu/kg gazu].
Dane dla testów prowadzonych dla natê¿enia przep³ywu gazu na poziomie 6 mn3/h, przy zmiennym przep³ywie cieczy zraszaj¹cej i nastawie grza³ki 3 kW i 2 kW, przedstawiono odpowiednio na rysunkach 5 i 6. Dla mocy grza³ki na poziomie 3 kW (rys. 5) w badanym zakresie, wraz ze wzrostem L/G roœnie sprawnoœæ, maleje natomiast zu¿ycie energii. Naj- bardziej interesuj¹cym zagadnieniem jest zu¿ycie energii na regeneracjê sorbentu, która jest g³ówn¹ przyczyn¹ spadku sprawnoœci bloku energetycznego z CCS, co odpowiada na wykresie punktom charakteryzuj¹cym siê najni¿szym zu¿yciem ciep³a w procesie desorpcji przy sprawnoœci procesu separacji CO2powy¿ej 85%.
Dla L/G = 5,7 [kg/kg] – zu¿ycie energii wynosi³o 6,24 MJ/kg CO2, a sprawnoœæ usuwania wynosi³a 88,4 %. Dalszemu wzrostowi sprawnoœci towarzyszy³ wzrost zu¿ycia energii.
Dla wartoœci 2 kW nastawy grza³ki (rys. 6) obserwujemy najni¿sze zu¿ycie energii na poziomie 4,82 MJ/kg CO2, dla L/G = 5,2 [kg/kg] i sprawnoœci 77,6%. Dla natê¿enia przep³ywu gazu 6 mn3/h i nastawy grza³ki 2 kW, w badanym zakresie L/G nie uda³o siê
Rys. 4. Stanowisko laboratoryjne do badañ procesu usuwania CO2 Fig. 4. Lab scale installation for testing the CO2removal process
Rys. 5. Zale¿noœæ sprawnoœci usuwania CO2i zu¿ycia energii w procesie regeneracji, od stosunku L/G dla nastawy mocy grza³ki 3 kW, natê¿eniu przep³ywu gazu 6 mn3/h
Fig 5. The relationship between CO2capture efficiency and specific energy consumption and Ratio L/G, for setting the heater 3 kW, gas flow rate of 6 mn3/h
Rys. 6. Zale¿noœæ sprawnoœci usuwania CO2i zu¿ycia energii w procesie regeneracji, od stosunku L/G dla nastawy mocy grza³ki 2 kW, natê¿enie przep³ywu gazu 6 mn3/h
Fig 6. The relationship between CO2capture efficiency and specific energy consumption and Ratio L/G, for setting the heater 2 kW, gas flow rate of 6 mn3/h
uzyskaæ sprawnoœæ powy¿ej 85%. Jednak dla natê¿enia gazu 5 mn3/h i nastawy grza³ki 2 kW, przy zmiennym natê¿eniu przep³ywu ciek³ego sorbentu uda³o siê uzyskaæ sprawnoœci wy- chwytu w zakresie 79–92%, a najni¿sze zu¿ycie energii na poziomie 4,84 MJ/kg CO2, uzyskano dla L/G = 7,3 [kg/kg] przy sprawnoœci separacji CO2powy¿ej 90% (rys. 7).
Zapotrzebowanie cieplne w procesie regeneracji sorbentu CO2 zale¿y od rodzaju za- stosowanej aminy oraz parametrów pracy instalacji. Analiza wyników, wykaza³a, ¿e dla okreœlonego roztworu sorpcyjnego zu¿ycie energii w procesie desorpcji CO2 z roztworu zale¿y w szczególnoœci od obci¹¿enia kolumny absorpcyjnej i desorpcyjnej wyra¿onej stosunkiem L/G.
Na dalszym etapie badañ wyniki zostan¹ poddane weryfikacji na stanowisku testowym o skali przerobu 100 mn3/h (ICHPW, uruchomienie IX 2012) oraz instalacji pilotowej o skali przerobu 200 mn3/h budowanej ze œrodków Tauron Polska Energia S.A i Tauron Wy- twarzanie S.A. Uruchomienie pierwszej w Polsce instalacji pilotowej wychwytu CO2ze spalin kot³a wêglowego Elektrowni £aziska, planowane jest w marcu 2013.
Przedstawione w artykule wyniki zosta³y uzyskane w badaniach wspó³finansowanych przez Narodowe Cen- trum Badañ i Rozwoju w ramach umowy SP/E/1/67484/10 – Strategiczny Program Badawczy – Zaawansowane technologie pozyskiwania energii: Opracowanie technologii dla wysokosprawnych „zero-emisyjnych” bloków wêglowych zintegrowanych z wychwytem CO2 ze spalin
57 62 67 72 77 82 87 92 97
3,50 4,50 5,50 6,50 7,50 8,50 9,50
L/G [kg/kg]
4,5 4,7 4,9 5,1 5,3 5,5 5,7 5,9 6,1 6,3
Rys. 7. Zale¿noœæ sprawnoœci usuwania CO2i zu¿ycia energii w procesie regeneracji, od stosunku L/G dla nastawy mocy grza³ki 2 kW, natê¿enie przep³ywu gazu 5 mn3/h
Fig 7. The relationship between CO2capture efficiency and specific energy consumption and Ratio L/G, for setting the heater 2 kW, gas flow rate of 5 mn3/h
Literatura
BAILEYD., FERONP., 2005 – Post-combustion decarbonisation processes, Oil&Gas Science Tech- nology 60.
FR¥CZEKP., 2010 – Rola gazu ziemnego w polityce energetycznej Polski: stan obecny i perspektywy, Polityka Energetyczna t. 13.
IIJIMAM. i in., 2011 – MHI’s Energy Efficient Flue Gas CO2Capture Technology and Large Scale CCS (…), Mitsubishi Heavy Industries Technical Review Vol. 48 No. 1.
MALKOJ., 2012 РEfektywnoϾ energetyczna i strategia ograniczania zmian klimatycznych, Polityka Energetyczna t. 15.
MACIEJEWSKIZ., – 2011, Stan krajowego systemu elektroenergetycznego, Polityka Energetyczna t. 14.
LORENZU., 2011 – Prognozy dla rynków wêgla energetycznego na œwiecie, Polityka Energetyczna t. 14.
Prezentacja MHI 2011 – Commercial Application Mitsubishi Post Combustion Technology, 2-nd Conference on Exchange of Experiences between Poland and Japan in the Fidel of Clean Coal Technology.
Raport Global CCS Institute 2012 – CO2Capture Technologies Post Combustion Capture.
REDDYS., GILMARTINJ., 2008 – Fluor’s Econamine FG PlusSMTechnology for Post Combustion CO2Capture.
SVENDSENA H. i in., 2011 – Carbon dioxide capture by absorption, challenges and possibilities, Chemical Engineering Journal 171.
WILKA. i in., 2012 – Wp³yw dodatków aktywuj¹cych na zdolnoœci sorpcyjne mieszanin aminowych opartych na N-metylodietanoloaminie – MDEA, Karbo 2.
¯MIJEWSKI K., 2011 – Innowacyjne rozwi¹zania w energetyce – wyci¹g propozycji zawartych w Bia³ej Ksiêdze, Polityka Energetyczna t. 14.
Lucyna WIÊC£AW-SOLNY, Adam TATARCZUK, Aleksander KRÓTKI, Andrzej WILK, Dariusz ŒPIEWAK
Keep up EU energy policy – the progress of research process to remove CO
2from flue gas
Abstract
The consequence of the adopted EU climate policy aimed at reducing greenhouse gas emissions especially from large power plants would increase electricity generation costs burdened with additional costs for the purchase of CO2emission permits – EUA and the introduction of low carbon technologies including CCS (Carbon Capture and Storage). A key element for the energy sector is the development of high-low-emission coal technologies for use in the power industry in the near term.
A very important issue is to know the degree of development of technologies to reduce CO2emissions for use in the power sector in the near term. This article presents a brief overview of information about CO2removal technologies development to reduce CO2emissions from electricity generation processes in coal power plants. The preliminary results of the process of removing CO2from the gas by chemical absorption in an aqueous solution of 30% monoethanolamine MEA – the influence of process parameters (the L/G ratio) for CO2removal efficiency. Tests are performed at the Institute for Chemical Processing of Coal in Zabrze, as part of Strategic Research Programme – Advanced technologies for energy generation: Development of a technology for highly efficient zero-emission coal-fired power units integrated with CO2capture.
KEY WORDS: CO2emission, CO2removal, CCS – Carbon Capture and Storage, MEA
